Турбинные преобразователи расхода

[anna28 1]

Помогите разобраться, плиз. На наших месторождения установленны турбинные преобразователи расхода (ТПР НОРД)- рабочая жидкость нефть. В этом году решили сдать их на поверку. Поверяют на воде, после установки на рабочую жидкость возникает огромная погрешность ( 6-9%). Поверить на нефти нет возможности. Может быть существует какая нибудь формула пересчета? Помогите!!!!

[anna28 1]

ну вот, никто не может помочь бедной девушке

[Orlangur 85]

ну вот, никто не может помочь бедной девушке

Офтопик.

Меня всегда смущает соотношение слов "нефть" и "бедный".

Думаю если у su215 будет время и он обратит внимание на ваше сообщение Анна Евгеньевна, то вы получите достаточно исчерпывающую информацию.

[korondv 4]

Есть общая МП ТПРов МИ 1974-2004 "Преобразователи расхода турбинные. Методика поверки". В разделе 4 - "Поверку ПР проводят на месте эксплуатации в комплекте с элементами измерительной линии (струевыпрямителем, прямым участком и фильтром). Рабочая жидкость - нефть (товарная или сырая).

Поверку по этой методике проводится с помощью ТПУ. Предел допускаемой относительной погрешности ПР ± 0,15 %

Посмотрите описание типа какая методика применяется

[anna28 1]

МИ 1974-2004 года нам не пдходит т.к. никак не можем разориться на тпу))) есть только стенд для тарировки расходомеров, работающий на воде

[kvm 4]

Никаких формул пересчёта нет. На месте эксплуатации проверяются только высокоточные ТПР для коммерческого учёта. Откуда вы узнали о погрешности? с чем сравнивали? У нас НОРДы так же поверяют на проливной, это нормально. Погрешность на ТПР может давать газ в нефти (обычно это основная причина если считает в плюс, если в минус то ищите мусор, ветош, парафины, либо её действительно меньше , у нас было время когда при любом падении добычи сразу перепроверяли счётчики.) 6-9% для НОРД пожалуй это многовато, до двух процентов ещё может быть, больше редко.

Да, и сколько у вас НОРДов? погрешность на всех одинаковая?

Изменено 30 Июня 2010 пользователем kvm

[su215 657]

Помогите разобраться, плиз. На наших месторождения установленны турбинные преобразователи расхода (ТПР НОРД)- рабочая жидкость нефть. В этом году решили сдать их на поверку. Поверяют на воде, после установки на рабочую жидкость возникает огромная погрешность ( 6-9%). Поверить на нефти нет возможности. Может быть существует какая нибудь формула пересчета? Помогите!!!!

 

Думаю если у su215 будет время и он обратит внимание на ваше сообщение Анна Евгеньевна, то вы получите достаточно исчерпывающую информацию. 

Боюсь, что исчерпывающей информации не дам, поскольку настолько глубоко с нефтью не работаю. Могу только сказать, ув. Анна Евгеньевна, что поверяя ТПР на воде Вы вряд ли избавитесь от таких погрешностей.

Дело в том, что, как Вы знаете, поверка на ТПУ предполагает получение следующих метрологических характеристик ТПР:

1. Градуировочной характеристики в рабочем диапазоне расходов;

2. СКО случайной составляющей погрешности;

3. Значение пределов дополнительной относительной погрешности;

4. Функцию влияния вязкости измеряемой среды на коэффициент преобразования счётчика.

Поскольку зависимость коэффициента преобразования от расхода и вязкости - функция нелинейная,  то простым пересчётом вязкости избавиться от этой погрешности довольно трудно. При одном значении расхода К будет иметь одно значение, при другом - другое и т.д.  Функциональная зависимость имеет вид сложной системы уравнений. Поэтому в результате многочисленных исследований и пришли в своё время к тому, что проще, а главное, точнее, поверять ТПР на месте эксплуатации на рабочей среде, с использованием ТПУ. 

(Кстати, на точность преобразования влияет ещё, например, содержание свободного газа, воды, слоистых фракций).

Теоретически Вы можете попробовать просто ввести поправку на вязкость в коэффициент преобразования, но точного преобразования всё равно не получите. А документа, который бы регламентировал эту процедуру, я не знаю. Был в своё время такой документ МИ 275-82 (РД 39-5-870-82) "Инструкция по определению количества нефти на автоматизированных УУН с турбинными счётчиками при учётно-расчётных операциях", - вот там вроде что-то подобное было, но, к сожалению, точно не помню. 

Вот всё, чем могу помочь.

Здесь на форуме есть специалисты именно по учёту нефти, может быть, они откликнуться.

PS. Вот, кстати, пока отвечал, уже kvm  дал ответ.

Изменено 30 Июня 2010 пользователем su215

[anna28 1]

спасибо за помощь. А можно для поверки расходомеров использовать МИ 2827-2003 если она только для первичной поверки?

[anna28 1]

kvm, нордов у нас очень много, из них таким способом откалибровали штук 28, те которые стоят на днс (там процент нефти очень низкий) нормально считают, а вот на упн (почти чистая нефть) ерунда всякая. раньше мы калибровали по резервуарам, но после очередной проверки нам запретили это делать, т.к. нет утвержденной методики

[kvm 4]

kvm, нордов у нас очень много, из них таким способом откалибровали штук 28, те которые стоят на днс (там процент нефти очень низкий) нормально считают, а вот на упн (почти чистая нефть) ерунда всякая. раньше мы калибровали по резервуарам, но после очередной проверки нам запретили это делать, т.к. нет утвержденной методики

Anna28 и всё таки уточните, как вы определили погрешность, с чем сравнивали? Я подозреваю, что с резервуарами, но всё таки. (возможно вы их между собой сравниваете?).

Судя по тому, что часть откалиброванных счётчиков считает нормально, вероятность неправильной калибровки уменьшается. Если при это та часть НОРДов, которая считает неправильно (как вам кажется), имеет погрешность не в одну сторону, а часть в плюс, часть в минус, то я бы неправильную калибровку исключил.

Проливная на которой я работал, в своё время поверяла расходомеры (в том числе естественно и НОРД), для всей Беларуси и не только. Поверялись естественно на воде и за исключением единичных случаев, неправильные показания счётчиков (как казалось заказчикам ) после анализа практически всегда оказывались связаны с технологией, так же возможно перепутаны коэффициенты (могут быть неправильно записаны, как в свидетельстве, так и неправильно занесены во вторичку). Для УПН кроме того что я приводил выше можно ещё поискать перетоки,(не держат задвижки, клапана и т.д.).

Внесение поправок на вязкость и т.д. и т.п. для таких погрешностей (оперативные узлы по моему до 1%, а тем более 6-9%) не имеет смысла. На таких узлах обычно даже не учитывают температуру и давление .

[Ramil 148]

Вязкость действительно имеет огромное значение для турбинных расходомеров.

А вообще, нефть, лично мое мнение, не тот продукт где можно ставить данные расходомеры.

Аргументирую:

1. Продукт разнородный, состав меняется, наличие различных примесей и включений;

2. Возможно отложение парафинов.

Последнее может увеличить погрешность в разы, ибо отложение парафинов во первых изменит геометрию, во вторых затруднит вращение.

[Schiller 5]

и всё таки уточните, как вы определили погрешность, с чем сравнивали? Я подозреваю, что с резервуарами, но всё таки. (возможно вы их между собой сравниваете?).

Ага, интересный вопрос. Откуда инфа что 6-9% а не 6,1% или 8,9%?

[rust44m 0]

Конечно же ТПУ для калибровки обычного НОРДа никто не повезет , если это не СИКН где производится коммерческий учет (хотя я никогда не слышал чтоб на СИКН где нидь стояли такие расходомеры). Учет нефтесодержащей жидкости , если я правильно понял, необходим на каком то объекте в процессе траспортировки и добычи - ДНС, СП или на скважине. Формула пересчета ,вероятно, каким то образом выводится но там точно нужны будут параметры темепературы, давления, плотности, содержание воды в нефти, мех примеси.... потом каким то образом необходимо взять аналогичные параметры воды на которых поверялись расходомеры, то есть дополнительные замеры и привлечение ХАЛ по затратам еще и превышающие заказ ТПУ.По этому мой Вам совет: если вы каким то коссвенным методом определили погрешность 6-9 % (СКЖ или по уровнемеру наполнения какой то емкости, по разнице давлений и т .д.)просто обычной пропорцией пересчитайте и забейте нужный коэфициент преобразования ТПР. Людям производящим проверку наличия свидетельства о поверке предъявляте сей документ, если же нуууу оооочень продвинутый полезет проверять коэфициенты нчинаете общаться как продвинутый автолюбитель с ГИБДД - например можно сослаться на 102 ФЗ об обеспечении единства средств измерений и сказать что в данном конкретном случае производиться не коммерческий учет нефти и по этому именно это СИ не входит в сферу гос регулирования , а здесь на месторождении производим индикацию технологических парметров с помощью ТПР ....ну или еще на что фантазии хватит

[anna28 1]

всем большое спасибо, мы действительно сравнимаем результатами полученными по резервуару при помощи поверенной рулетки и пверенного норда-3эм, результаты не бьются, но так как нет утвержденной методики поверки по резервуару, полученные коэффициенты мы не имеем права использовать.

[su215 657]

всем большое спасибо, мы действительно сравнимаем результатами полученными по резервуару при помощи поверенной рулетки и пверенного норда-3эм, результаты не бьются, но так как нет утвержденной методики поверки по резервуару, полученные коэффициенты мы не имеем права использовать.

Вам нужна не методика поверки по резервуару, а методика выполнения измерений. Не знаю, где Вы находитесь, но на всякий случай наши координаты, если что, - обращайтесь.

[kurshakov-d 0]

kvm, нордов у нас очень много, из них таким способом откалибровали штук 28, те которые стоят на днс (там процент нефти очень низкий) нормально считают, а вот на упн (почти чистая нефть) ерунда всякая. раньше мы калибровали по резервуарам, но после очередной проверки нам запретили это делать, т.к. нет утвержденной методики

Я могу предположить несколько причин происходящего. Во-первых при калибровке счётчика по товарному резервуару на УПН (в отличие от ДНС) необходимо перекрыть приём и выкид из резервуара и подождать два часа для усадки нефти, после чего произвести замер рулеткой (раза три) при этом убедившись что лот рулетки чётко стучит по дну резервуара (то есть отсутствует грязь на дне). На ДНС же в такой процедуре нет необходимости, так как нефти по вашим словам там только плёнка.

Во-вторых, на УПН имеет значение место установки счётчика. Он должен быть установлен после насосов откачки, чтобы избежать влияние свободного газа на работу ТПР.

[nv-vng-metrs 0]

Помогите разобраться, плиз. На наших месторождения установленны турбинные преобразователи расхода (ТПР НОРД)- рабочая жидкость нефть. В этом году решили сдать их на поверку. Поверяют на воде, после установки на рабочую жидкость возникает огромная погрешность ( 6-9%). Поверить на нефти нет возможности. Может быть существует какая нибудь формула пересчета? Помогите!!!!

Если тема еще актуальна, то есть такая формула для пересчета коэффициента ТПР (К пр.н.):

К пр.н. = Кпр.*(1+0,0006)*V,

где Кпр. - коэффициент ТПР при градуировке по градуировочной жидкости;

V - разность вязкостей рабочей среды и градуировочной жидкости(Vр.-Vгр).

[Виктор 413]

Помогите разобраться, плиз. На наших месторождения установленны турбинные преобразователи расхода (ТПР НОРД)- рабочая жидкость нефть. В этом году решили сдать их на поверку. Поверяют на воде, после установки на рабочую жидкость возникает огромная погрешность ( 6-9%). Поверить на нефти нет возможности. Может быть существует какая нибудь формула пересчета? Помогите!!!!

Если тема еще актуальна, то есть такая формула для пересчета коэффициента ТПР (К пр.н.):

К пр.н. = Кпр.*(1+0,0006)*V,

где Кпр. - коэффициент ТПР при градуировке по градуировочной жидкости;

V - разность вязкостей рабочей среды и градуировочной жидкости(Vр.-Vгр).

Я не специалист по ТПР, но что-то с этой формулой не в порядке. При Vр.=Vгр Vр.-Vгр == 0 и К пр.н. = 0. Следуя логике может быть отношение вязкостей вместо разности.

[nv-vng-metrs 0]

Помогите разобраться, плиз. На наших месторождения установленны турбинные преобразователи расхода (ТПР НОРД)- рабочая жидкость нефть. В этом году решили сдать их на поверку. Поверяют на воде, после установки на рабочую жидкость возникает огромная погрешность ( 6-9%). Поверить на нефти нет возможности. Может быть существует какая нибудь формула пересчета? Помогите!!!!

Если тема еще актуальна, то есть такая формула для пересчета коэффициента ТПР (К пр.н.):

К пр.н. = Кпр.*(1+0,0006)*V,

где Кпр. - коэффициент ТПР при градуировке по градуировочной жидкости;

V - разность вязкостей рабочей среды и градуировочной жидкости(Vр.-Vгр).

Я не специалист по ТПР, но что-то с этой формулой не в порядке. При Vр.=Vгр Vр.-Vгр == 0 и К пр.н. = 0. Следуя логике может быть отношение вязкостей вместо разности.

Речь идет как раз о разности вязкости градуировочной жидкости и рабочей. Если Vр.=Vгр. зачем вообще что-то пересчитывать? В действительности формула имеет вид:

К пр.н. = Кпр.*(1+0,0006*V),

где V - разность вязкостей рабочей среды и градуировочной жидкости(Vр.-Vгр).

и тогда при Vр.=Vгр., когда Vр.-Vгр = 0 все нормально, формула работает.

Изменено 10 Августа 2010 пользователем nv-vng-metrs

[Виктор 413]

Если тема еще актуальна, то есть такая формула для пересчета коэффициента ТПР (К пр.н.):

К пр.н. = Кпр.*(1+0,0006)*V,

где Кпр. - коэффициент ТПР при градуировке по градуировочной жидкости;

V - разность вязкостей рабочей среды и градуировочной жидкости(Vр.-Vгр).

Я не специалист по ТПР, но что-то с этой формулой не в порядке. При Vр.=Vгр Vр.-Vгр == 0 и К пр.н. = 0. Следуя логике может быть отношение вязкостей вместо разности.

Речь идет как раз о разности вязкости градуировочной жидкости и рабочей. Если Vр.=Vгр. зачем вообще что-то пересчитывать?

У меня речь идёт о чистой математике. Если Vр.=Vгр, то после пересчёта должно получится К пр.н. = Кпр. А получается К пр.н. = 0.

[snti 81]

Был в своё время такой документ МИ 275-82 (РД 39-5-870-82) "Инструкция по определению количества нефти на автоматизированных УУН с турбинными счётчиками при учётно-расчётных операциях", - вот там вроде что-то подобное было, но, к сожалению, точно не помню. 

эта МИ 275-82 ГСИ. Определение количества нефти на автоматизированных узлах учета с турбинными счетчиками при учетно-расчетных операциях (РД 39-5-770-82)

все еще есть в указателе (2013г.)

но этот РД 39-5-770-82 был заменен на "Временную инструкция по определению массы нефти при учетно-расчетных операциях с применением узлов учета нефти", Уфа, 1989 г.,

которая была заменена на

РД 153-39.4-042-99 "Инструкция по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти" (утв. приказом Министерства топлива и энергетики Российской Федерации от 14 апреля 2000 года № 133),

а его в свою очередь заменили на

"Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти" (утв. приказом Минпромэнерго России от 31.03.2005 № 69)

Изменено 5 Апреля 2013 пользователем snti

[PMet 0]

доброго времени суток всем)!! подскажите пожалуйста какие условия измерений должны соблюдаться при проведении КМХ ТПР(перепад температуры, давления и тд) , и в каком документе это регламентировано?

Заранее спасибо!

[Старый 8]

Регламентируется пунктом 5.1.8.8 "Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти" 2005 года: "Определение коэффициента преобразования ПР в каждой контролируемой точке расхода проводят в соответствии с требованиями методики поверки ПР. ".

В большинстве случаев методика поверки- МИ 1974-2004. А ещё на каждую конкретную СИКН есть аттестованная методика измерений массы нефти, в которой должен быть раздел про порядок контроля МХ средств измерений, включая ПР. К сожалению, не всегда данные методики учитывают реальный состав СИКН и актуальность нормативных документов, являя собой клонов МВИ с других СИКН .

[PMet 0]

Регламентируется пунктом 5.1.8.8 "Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти" 2005 года: "Определение коэффициента преобразования ПР в каждой контролируемой точке расхода проводят в соответствии с требованиями методики поверки ПР. ".

В большинстве случаев методика поверки- МИ 1974-2004. А ещё на каждую конкретную СИКН есть аттестованная методика измерений массы нефти, в которой должен быть раздел про порядок контроля МХ средств измерений, включая ПР. К сожалению, не всегда данные методики учитывают реальный состав СИКН и актуальность нормативных документов, являя собой клонов МВИ с других СИКН :scribbler:/> .

тогда еще вопрос, может подскажите) допустим, что после КМХ ТПР выяснилось, что его погрешность ушла за допустимые пределы (Например 0.21 вместо положеных 0.15) тогда необходимо пресчитать количество нефти утеряной за межконтрольный период. как это сделать, по какой формуле?

[Старый 8]

Решается только комиссией. После выявления причин отклонения превышающего допустимые пределы (+- 0,15%). Порядок прописан в инструкции эксплуатации СИКН. Часто там же (в ИЭ СИКН) приводится формула пересчета, примерно выглядящая так: от полученного отклонения (в Вашем случае 0,21%) отнимают "положенные" 0,15%, умножают результат на массу нефти, измеренную измерительной линией с этим ТПР, и всё делят пополам (из-за неопределенности момента превышения предела). Формула весьма спорная. При бурном обсуждении "Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти" 2005 года эта формула не была включена в НД. И не во всех ИЭ СИКН она есть.